CN103132992B - 一种岩石可钻性各向异性的评价方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明是关于一种岩石可钻性各向异性的评价方法及系统，所述的方法包括：分别测定岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的声学参数；分别测定所述岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的可钻性数据；根据所述声学参数和所述可钻性数据，建立不同井底压差下所述岩石样品的可钻性各向异性模型；根据所述可钻性各向异性模型，获得所述岩石样品在不同井底压差下的可钻性各向异性指数。本发明实施例提供的一种岩石可钻性各向异性的评价方法及系统，可以计算不同井底压差下的岩石可钻性各向异性指数，为揭示井眼轨迹偏斜机理、进行实钻井眼轨迹预测及控制计算提供关键参数。

Description

一种岩石可钻性各向异性的评价方法及系统

技术领域

本发明是关于地质勘探开发技术领域，尤其是关于地下资源钻采工程技术领域，具体来说是关于一种岩石可钻性各向异性的评价方法及系统。

背景技术

目前在岩石的可钻性在油气田的勘探开发过程中，可以作为钻头选型和指导地质分层的重要依据。从上世纪中叶，国内外的学者们就致力于岩石可钻性的研究，通过室内岩心实验法来确定地层岩石的可钻性级值被石油行业广泛采纳。准确的预测岩石可钻性对提高深井机械钻速、缩短钻井周期、提高深井钻井水平有着十分重要的意义。

岩石可钻性的各向异性是指地下岩石在不同方向上的可钻性差异。在现有的多种地层造斜理论中,可钻性各向异性理论可以定量计算地层应力,较好地解释现场的客观现象,因而得到大家的公认和广泛应用。应用该理论的关键是地层可钻性各向异性的定量评价。国内外现有对岩石可钻性各向异性的评价方法仅限于平衡钻井与近平衡钻井（井底压差约等于0），而不能对不同井底压差下尤其是欠平衡条件下（井底压差小于0）岩石可钻性的各向异性进行评价。

发明内容

为克服现有技术中存在的问题，本发明提供一种岩石可钻性各向异性的评价方法及系统，以利用声波测井资料直接定量评价不同井底压差下的岩石可钻性各向异性。

本发明提供一种岩石可钻性各向异性的评价方法，所述的方法包括：分别测定岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的声学参数；分别测定所述岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的可钻性数据；根据所述声学参数和所述可钻性数据，建立不同井底压差下所述岩石样品的可钻性各向异性模型；根据所述可钻性各向异性模型，获得所述岩石样品在不同井底压差下的可钻性各向异性指数。

本发明还提供一种岩石可钻性各向异性的评价系统，所述的系统包括：声波测量系统，用于分别测定岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的声学参数；岩石可钻性测量系统，用于分别测定所述的岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的可钻性数据；可钻性模型建立装置，用于根据所述的声学参数和所述的可钻性数据，建立不同井底压差下所述的岩石样品的可钻性各向异性模型；各向异性指数计算装置，用于根据所述的可钻性各向异性模型，获得所述的岩石样品在不同井底压差下的可钻性各向异性指数。

本发明实施例提供的一种岩石可钻性各向异性的评价方法及系统，可以计算不同井底压差下的岩石可钻性各向异性指数，为揭示井眼轨迹偏斜机理、进行实钻井眼轨迹预测及控制计算提供关键参数。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：

图1为本发明实施例的一种评价不同井底压差下岩石可钻性各向异性的方法的整体流程图；

图2为本发明实施例的岩石声波测量系统的示意图；

图3为本发明实施例的岩石可钻性测量系统的示意图；

图4为本发明实施例的声波相速度和群速度以及相角和群角的关系图；

图5为本发明实施例的单纯形法计算流程图；

图6为本发明实施例的一种岩石可钻性各向异性的评价系统的结构示意图；

图7为本发明实施例的图6中可钻性模型建立装置630的具体功能框图；

图8为本发明实施例的图7中述第一预测方程建立单元631的具体功能框图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施方式和附图，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

图1为本发明实施例的一种评价不同井底压差下岩石可钻性各向异性的方法的整体流程图。如图1所示，该方法包括如下步骤：

110、分别测定岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的声学参数；

120、分别测定所述岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的可钻性数据；

130、根据所述声学参数和所述可钻性数据，建立不同井底压差下所述岩石样品的可钻性各向异性模型；

140、根据所述可钻性各向异性模型，获得所述岩石样品在不同井底压差下的可钻性各向异性指数。

在一较佳实施例中，上述步骤110中，可利用声波测量系统分别测定岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的声学参数。

在执行步骤110之前，可预先执行如下步骤：在整块岩石上按照垂直层理和水平层理两个方向分别取出岩芯；将所述岩芯的两个断面打磨平，并进行烘烤；对烘烤后的岩芯进行饱和处理，得到所述的岩石样品。

更为具体的，上述的测定岩石在不同井底压差下垂直层理和水平层理的声学参数，具体可以包括下列步骤：

111、利用取芯机从整块岩石上按照垂直层理和水平层理两个方向取出直径为例如76.2mm，长度为100mm的若干岩芯，使用车床把岩芯的两个断面车平，再把岩芯放入烤箱以100°温度烘烤8小时。

112、将岩芯放入饱和罐，对岩芯进行饱和。

113、将被工作液饱和好的岩芯放入声波测量系统的夹持器中，连接好相关的管线。调节不同的井底压差，先后对垂直层理和水平层理两个方向的岩石的声学参数进行测量。

在一较佳实施例中，上述步骤120中，可利用岩石可钻性测量系统分别测定岩石在不同井底压差下垂直层理和水平层理的可钻性，具体可以包括下列步骤：

121、将测完声学参数的两类岩芯（即前述水平与垂直层理的两类岩芯）先后放入岩石可钻性测量系统的岩芯夹持器中。

122、通过计算机控制压力系统，调节不同的井底压差（与测定岩石声波参数的压差一致）。

123、待压力稳定后开启钻机，测定两类岩石在不同井底压差条件下的可钻性。

在一较佳实施例中，上述步骤130中建立用于评价不同井底压差下岩石可钻性的各向异性模型，具体可以包括下列步骤：

131、计算不同井底压差条件下的岩石可钻性各向异性指数I_vp和声波速度各项异性指数I_vp。通过多元非线性回归分析，建立岩石可钻性各向异性指数预测方程：

I_rp＝f(I_vp，ΔP)

式中：I_rp为不同井底压差下岩石可钻性各向异性指数；△P为井底压差，单位MPa；I_rp为不同井底压差下声波速度各向异性指数。

132、根据声波数据（即实验测得的不同井底压差下的声波时差），进行多元回归得到不同井底压差下声波各向异性指数的预测方程：I_vp＝f(I_v,△P)。

在I_vp＝f(I_v,△P)式中：I_vp为不同井底压差下声波速度各向异性指数；I_v为井底压差为零时声波速度各向异性指数；ΔP为井底压差，单位MPa。

133、根据测斜资料和声波测井资料反演出井底压差为零时声波速度各向异性指数I_v。

134、将步骤132、步骤133中得到的方程代入岩石可钻性各向异性指数预测方程，得到岩石可钻性的各向异性模型：

I_rp＝f(I_v,ΔP)。

本发明实施例的上述方案的优点在于：

本发明实施例中计算不同井底压差下的岩石可钻性各向异性指数，为揭示井眼轨迹偏斜机理、进行实钻井眼轨迹预测及控制计算提供关键参数。

下面将结合附图对本发明中的具体实例做进一步详细说明。

本发明实施例的评价不同井底压差下岩石可钻性各向异性的方法，包括下列步骤：

1、测定某一区块岩石在不同井底压差下垂直层理和水平层理的声学参数，可以包括下列步骤：

1.1、利用取芯机从整块岩石上按照垂直层理和水平层理两个方向取出直径为76.2mm，长度为100mm的若干岩芯，使用车床把岩芯的两个断面车平，再把岩芯放入烤箱以100°温度烘烤8小时。

1.2、将岩芯放入饱和罐，对岩芯进行饱和。

1.3、将被工作液饱和好的岩芯放入声波测量系统（如图2）的夹持器中，连接好相关的管线。调节不同的井底压差，先后对两个方向的岩石的声学参数进行测量。得到两类（水平和垂直层理）岩石的纵波声波时差。T_vp为不同井底压差下垂直方向纵波时差，单位μs；T_hp不同井底压差下水平方向纵波时差，单位μs。

首先通过调节轴压泵和围压泵，对岩石加载轴压和围压；再调节地层压力泵（本发明实施例使用的地层压力泵为美国进口的ISCO100D型精密注射泵，需要通过高压氮气控制气动开关），对实验岩心加载孔隙压力；声波夹持器一端与大气相连，井底压差与岩石的孔隙压力在数值上相等，本发明实施例通过调节不同的孔隙压力对岩石的不同井底压差下的声学参数进行测量。

再如图2所示，在声波夹持器的两端分别设置有发射模块21和接收模块22。发射模块21包括发射机和发射换能器。发射机：是一种声源讯号发生器，由它产生一定频率的电脉冲（经放大后由发射换能器转换成声波，并向岩石辐射）。发射换能器：是一种实现声讯和电能相互转换的仪器，将一定频率的电脉冲加到发射换能器的压电晶片时，晶片就会在其法向或径向产生机械震动，从而产生声波。晶体的机械震动与电脉冲是可逆的。

接收模块22包括接收机和接收换能器。接收换能器：接收岩体传来的声波，并将其转换成电脉冲送到接收机内。接收机：是将接收到的电脉冲进行放大，并将声波讯号进行数据处理，通过采集系统将数据直接传给示波器，再由示波器测量出声波时差。

所述示波器还与一计算机相连接，所述计算机用于显示所述示波器输出的波形和/或数据。

2、测定岩石在不同井底压差下垂直层理和水平层理的可钻性数据。

具体地，本步骤可以利用岩石可钻性测量系统测定该岩石在不同井底压差下的可钻性数据。图3为本发明实施例的岩石可钻性测量系统的功能框图，如图3所示，该岩石可钻性测量系统包括：

岩心夹持器、地层压力泵、轴压泵、围压泵、井底压力泵、钻头和井下相互作用中心控制器和主控计算机；

所述岩心夹持器，上部容纳有实验岩心且下部容纳有钻头，分别连接所述地层压力泵、所述轴压泵、所述围压泵和所述井底压力泵；

所述围压泵，用于为岩石（即实验岩心）施加围压载荷；

所述轴压泵，用于为岩石施加轴压载荷；

所述地层压力泵和所述井底压力泵，用于分别从岩心夹持器的上下两端的流体注入口，向岩石内部注入液体，为岩石施加地层压力和井底压力；

所述井下相互作用中心控制器，与所述地层压力泵、所述轴压泵、所述围压泵、所述井底压力泵连接，用于在所述主控计算机的控制下，设置并调节所述轴压泵、所述围压泵、所述地层压力泵和所述井底压力泵输出的压力，并采集包含钻头的钻进时间和压力数据在内的测量数据；

所述主控计算机，用于向所述井下相互作用中心控制器发出控制指令，并接收所述井下相互作用中心控制器反馈的测量数据，以及根据所述测量数据中包含的钻头的钻进时间计算出岩石在不同井底压差下的可钻性级值。

在这套系统中，全部数据的处理都是通过探头自动化采集，最终汇总到主控计算机，直接通过主控计算机内的控制软件进行计算。

主控计算机发出指令，通过井下相互作用中心控制器来具体的执行。控制器是一个执行者，所有的压力管线和控制线路都在控制器里面汇聚，但是其受到主控计算机的控制。而且该中心控制器是通过多个压力探头检测各泵的实际压力数据，并进行压力调节以使各泵达到实验所需要稳定压力值。

更加详细地，上述步骤的处理过程具体可包括下列步骤：

2.1、将测完声学参数的两类岩芯先后放入岩石可钻性测量系统（如图3）的岩芯加持器中。

具体地，图3所例示的岩石可钻性测量系统可以模拟钻井过程中的转速、钻压、上覆压力、孔隙压力、井底循环压力等参数，从而可以在室内对实际钻井的过程、机理、效果等进行模拟实验。

实验岩心放入岩心夹持器内，岩心夹持器分别与地层压力泵、轴压泵、围压泵、井底压力泵连接。围压泵通过向岩心夹持器中的围压橡胶桶注入液体为岩石施加围压载荷；轴压泵通过给岩心夹持器的轴压腔注入液体推动轴压堵头压紧岩石，为岩石施加轴压载荷；地层压力泵和井底压力泵分别从岩心夹持器的上下两端的流体注入口，向岩石内部注入液体，为岩石施加地层压力和井底压力。

在主控计算机内的计算机控制软件中输入实验所需的围压、轴压、地层压力、井底压力的数值，通过井下相互作用中心控制器对上述轴压泵、围压泵、地层压力泵、井底压力泵进行控制，保证在实验过程中各压力稳定在本发明实施例设定的压力值。由于存在井底压差，流出的液体最终流入天平上面的小烧杯，为评价岩石的物性提供参考数据。

2.2、通过计算机控制压力系统，调节不同的井底压差（与测定岩石声波参数的压差一致）。

2.3、待压力稳定后开启钻机，测定岩石在不同井底压差条件下的可钻性。测得垂直和水平方向上岩石的钻速V_vp、V_hp。V_vp为不同井底压差下岩石垂直方向钻速，单位m/s;V_hp为不同井底压差下岩石水平方向钻速，单位m/s。

3、建立用于评价不同井底压差下岩石可钻性各向异性模型，包括下列步骤：

3.1、计算不同井底压差下的岩石可钻性各向异性指数I_vp和声波速度各项异性指数I_vp。

a)计算岩石两个方向上的声波速度

$V_{\mathrm{svp}}=\frac{l}{T_{\mathrm{vp}}-T_o}\×1000;$

$V_{\mathrm{shp}}=\frac{l}{T_{\mathrm{hp}}-T_o}\×1000.$

式中：T_o为声波探头系统误差，μs；V_svp为不同井底压差下垂直方向上的声波速度；l为岩芯的长度，mm；T_vp为不同井底压差下垂直方向上的声波时差，μs；V_shp为不同井底压差下水平方向上的声波速度；T_hp为不同井底压差下水平方向上的声波时差，μs。

b)计算不同井底压差条件下的声波速度各向异性指数

$I_{\mathrm{vp}}=\frac{V_{\mathrm{shp}}}{V_{\mathrm{svp}}}$

式中：I_vp为不同井底压差下声波速度各向异性指数。

c)计算不同井底压差条件下的可钻性的各向异性指数

$I_{\mathrm{rp}}=\frac{V_{\mathrm{hp}}}{V_{\mathrm{vp}}}$

d)通过多元非线性回归分析，建立岩石可钻性各向异性指数预测方程：

$I_{\mathrm{rp}}=e^{a{\mathrm{\ΔP}}^2+\mathrm{b\ΔP}+c+{\mathrm{dI}}_{\mathrm{vp}}}---\left(1\right)$

式中：I_rp为不同井底压差下岩石可钻性各向异性指数；ΔP为井底压差，MPa；I_vp为不同井底压差下声波速度各向异性指数；a，b，c，d为计算出的常数。

3.2、根据实验声波数据，进行多元回归得到不同井底压差下声波各向异性指数的预测方程： I_vp＝α₁△P²+b₁ΔP+c₁+I_v（2）

其中：a₁＝0.0014,b₁＝0.0035,c₁＝0.1711。

式中：I_vp为不同井底压差下声波速度各向异性指数；I_v为井底压差为零时声波速度各向异性指数；ΔP为井底压差，MPa；

3.3、根据测斜资料和声波测井资料反算出井底压差为零时声波速度各向异性指数I_v。

（1）计算声波测井波速射线的群角

如图4中的水平介质，O为一点震源，A为波阵面上的一点，OA为震源O到波阵面上A点的声波射线，OA与垂直线之间的夹角称为群角，以φ_g表示，沿射线OA的声波速度称为群速度。O₁A为波阵面上A点的法向，沿该方向的声波速度称为相速度，O₁A与垂线之间的夹角称为相角，以θ表示。

φ_g＝arccos[cosαcosβ-sinαsinβcos(φ-φ_f)]

式中，ω为井眼轴线和地层法线的夹角；α为井斜角，度或弧度；φ为井斜方位，度或弧度；β为地层倾角，度或弧度；φ_f为地层倾向，度或弧度。

（2）利用纵波测井资料计算岩石各向异性参数

由于纵波测井资料容易得到，因此本文主要研究用纵波速度反演岩石的各向异性参数。声波测井中声波频率一般为20kHz~25kHz，波长较长，而单极子声波换能器（普通声波测井的声源）的体积很小，因此可以把单极子声波测井近似看成由点声源发出声波，由与之共线的一系列点接收装置接收信号，因而声波测井所测到的波速度为群速度。具体流程见图5，图5为本发明实施例的单纯形法计算流程图：

一、建立如下目标函数

${\mathrm{\Δv}}_P=\frac{1}{n}\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{[v_{\mathrm{Pmi}}\left(\mathrm{\θ}\right)-v_{\mathrm{Pci}}\left(\mathrm{\θ}\right)]}^2$

其中，v_Pmi(θ)为实际声波测井速度；v_Pci(θ)为计算声速值；n为测点个数。

二、反演得到弹性参数C₁₁、C₁₃、C₃₃和C₄₄

反演的目标就是根据已知条件寻找弹性参数C₁₁、C₁₃、C₃₃和C₄₄的最优值，使△v_P最小。由于群速度计算模型比较复杂，因此目标函数的导数很难求出。此外，相角也不易用群角来显式表达，对于这种情况本文用单纯形法来进行反演（如图五），反演步骤为：

(a)求初值

①给定v_P，0和ε

v_P,0为垂直于层面纵波速度，km/s；ε：岩石各向异性参数

②输入横波速度。如果有直井横波速度测井资料则可以直接从中读取，如果没有横波测井资料，则可以用下式近似计算v_SV，0:

$v_{\mathrm{SV},0}=\frac{v_{P,0}-1.36}{1.16}$

式中，v_P，0为垂直于层面纵波速度，km/s；v_SV，0为垂直于层面横波速度，km/s。

③计算 $C_{11}^{\left(0\right)},C_{33}^{\left(0\right)},C_{44}^{\left(0\right)},C_{13}^{\left(0\right)}:$

$C_{33}^{\left(0\right)}={\mathrm{\ρv}}_{P,0}^2$

$C_{44}^{\left(0\right)}={\mathrm{\ρv}}_{\mathrm{SV},0}^2$

$C_{11}^{\left(0\right)}=(2\mathrm{\ϵ}+1)C_{33}^{\left(0\right)}$

令：v₄₅＝v_P，0，则

$C_{13}^{\left(0\right)}=-C_{44}^{\left(0\right)}-\sqrt{(C_{11}^{\left(0\right)}+C_{44}^{\left(0\right)}-2{\mathrm{\ρv}}_{45}^2)(C_{33}^{\left(0\right)}+C_{44}^{\left(0\right)}-2{\mathrm{\ρv}}_{45}^2)}$

(b)计算初始单纯形顶点

令 $C_1^{\left(0\right)}=\{C_{11}^{\left(0\right)},C_{13}^{\left(0\right)},C_{33}^{\left(0\right)},C_{44}^{\left(0\right)}\},$ 初始单纯形顶点可以由下式来确定：

$C_j^{\left(0\right)}=C_1^{\left(0\right)}+{\mathrm{he}}_i(j=i+1=\mathrm{2,3,4,5})$

式中，e_i为第i个坐标轴的单位向量；h为步长，一般取值范围为0.5～15.0，本文取h=3。

此外，令：

为第k轮探索的第j个顶点，其函数值为

为第k轮探索时所有顶点中函数值最大的顶点，即最差点。

为第k轮探索时所有顶点中函数值最小的顶点，即最好点。

为第k轮探索时的次差点，即比小，但比其余各顶点的函数值都大；

是除最差点外，其余所有顶点的形心，其坐标为：

$C_6^{\left(k\right)}=\frac{1}{4}(\underset{j=1}{\overset{5}{\mathrm{\Σ}}}{C}_j^{\left(k\right)}-C_h^{\left(k\right)})$

(c)计算各顶点的函数值并进行比较，找出以及除最差点以外其余各顶点的形心求对形心点的反射点

$C_7^{\left(k\right)}=C_6^{\left(k\right)}+(C_6^{\left(k\right)}-C_h^{\left(k\right)})$

(d)比较和如果 $f\left(C_7^{\left(k\right)}\right)<f\left(C_l^{\left(k\right)}\right),$ 则进行扩张，扩张点为：

$C_8^{\left(k\right)}=C_6^{\left(k\right)}+2(C_7^{\left(k\right)}-C_6^{\left(k\right)})$

得到扩张点后，若 $f\left(C_8^{\left(k\right)}\right)<f\left(C_l^{\left(k\right)}\right),$ 则用代替并转步骤(g)；否则用代替后转入(g)。若 $f\left(C_7^{\left(k\right)}\right)>f\left(C_l^{\left(k\right)}\right),$ 则转下一步。

(e)将反射点与次差点比较，若 $f\left(C_7^{\left(k\right)}\right)<f\left(C_g^{\left(k\right)}\right),$ 则用代替最差点，并转步骤(g)；若 $f\left(C_g^{\left(k\right)}\right)\&le;f\left(C_7^{\left(k\right)}\right)<f\left(C_h^{\left(k\right)}\right),$ 则用代替后进行压缩，压缩点为：

$C_9^{\left(k\right)}=C_6^{\left(k\right)}+0.5(C_7^{\left(k\right)}-C_6^{\left(k\right)})$

否则直接进行压缩，压缩点为：

$C_9^{\left(k\right)}=C_6^{\left(k\right)}+0.5(C_h^{\left(k\right)}-C_6^{\left(k\right)})$

(f)求得压缩点后与最差点进行比较。若 $f\left(C_9^{\left(k\right)}\right)<f\left(C_h^{\left(k\right)}\right),$ 则用代替后转下一步；否则使单纯形向最好点收缩，收缩后的单纯形顶点为：

$C_j^{{\left(k\right)}^{\&prime;}}=C_l^{\left(k\right)}+0.5(C_j^{\left(k\right)}-C_l^{\left(k\right)})(j=\mathrm{1,2},\&CenterDot;\&CenterDot;\&CenterDot;,5)$

然后转下一步。

(g)进行收敛性检验。若

${\left\{\frac{1}{n+1}\underset{j=1}{\overset{n+1}{\mathrm{\&Sigma;}}}{\left[f(C_j^{\left(k\right)}-f\left(C_6^{\left(k\right)}\right))\right]}^2\right\}}^{\frac{1}{2}}\&le;\mathrm{\&epsiv;}---(3-52)$

则停止迭代并输出及否则使k＝k+1后转第(c)步。式中ε为任意的小数，为形心。

(h)最终得到C₁₁、C₁₃、C₃₃、C₄₄

再计算α₀、β₀、ε、γ、δ^*

$\mathrm{\&epsiv;}=\frac{C_{11}-C_{33}}{{2C}_{33}}$

$\mathrm{\&gamma;}=\frac{C_{66}-C_{44}}{2C_{44}}$

${\mathrm{\&delta;}}^{*}=\frac{1}{{2C}_{33}^2}[2{(C_{13}+C_{44})}^2-(C_{33}-C_{44})(C_{11}+C_{33}-2C_{44})]$

${\mathrm{\&alpha;}}_0=\sqrt{C_{33}/\mathrm{\&rho;}}$

${\mathrm{\&beta;}}_0=\sqrt{C_{44}/\mathrm{\&rho;}}$

式中，α₀为垂直于层面方向的纵波速度；β₀为垂直于层面方向的横波速度；ρ为岩石密度。ε、γ和δ^*称为岩石的各向异性参数。

三、计算相角θ

利用公式计算相角θ：

${\tan \mathrm{\&phi;}}_g=\frac{\left\{2\right[M_3\left(\mathrm{\&theta;}\right)-M_2\left(\mathrm{\&theta;}\right)-{2M}_1]{\sin }^2\mathrm{\&theta;}-M_4\left(\mathrm{\&theta;}\right)-{2M}_3\left(\mathrm{\&theta;}\right)\}\tan \mathrm{\&theta;}}{2[M_3\left(\mathrm{\&theta;}\right)-M_2\left(\mathrm{\&theta;}\right)]{\sin }^2\mathrm{\&theta;}-M_4\left(\mathrm{\&theta;}\right)}$

其中：

$\mathrm{\&delta;}=\frac{1}{2}[\mathrm{\&epsiv;}+\frac{{\mathrm{\&delta;}}^{*}}{(1-{\mathrm{\&beta;}}_0^2/{\mathrm{\&alpha;}}_0^2)}]=\frac{{(C_{13}+C_{44})}^2-{(C_{33}-C_{44})}^2}{2C_{33}(C_{33}-C_{44})}$

$t=1-{\mathrm{\&beta;}}_0^2/{\mathrm{\&alpha;}}_0^2$

M₁＝ε²-2tδ+2tε

M₂(θ)＝4tδ+εR(θ)-2tε

M₃(θ)＝2tδ+εR(θ)-tε

M₄(θ)＝t²-tR(θ)+2R(θ)

四、计算相速度v_Pa(θ)

利用下列公式计算v_Pa(θ)：

$\frac{v_{\mathrm{Pa}}^2\left(\mathrm{\&theta;}\right)}{{\mathrm{\&alpha;}}_0^2}=1+\mathrm{\&epsiv;}{\sin }^2\mathrm{\&theta;}+D\left(\mathrm{\&theta;}\right)$

其中：

$D\left(\mathrm{\&theta;}\right)=\frac{1}{2}\sqrt{4({\mathrm{\&epsiv;}}^2+2\mathrm{t\&epsiv;}-2\mathrm{t\&delta;}){\sin }^4\mathrm{\&theta;}+4t(2\mathrm{\&delta;}-\mathrm{\&epsiv;}){\sin }^2\mathrm{\&theta;}+t^2}-\frac{1}{2}t$

五、计算反演得到的群速度v_pg(φ_g(θ))

${\tan \mathrm{\&phi;}}_g=\frac{\left\{2\right[M_3\left(\mathrm{\&theta;}\right)-M_2\left(\mathrm{\&theta;}\right)-{2M}_1]{\sin }^2\mathrm{\&theta;}-M_4\left(\mathrm{\&theta;}\right)-{2M}_3\left(\mathrm{\&theta;}\right)\}\tan \mathrm{\&theta;}}{2[M_3\left(\mathrm{\&theta;}\right)-M_2\left(\mathrm{\&theta;}\right)]{\sin }^2\mathrm{\&theta;}-M_4\left(\mathrm{\&theta;}\right)}$

其中：

$R\left(\mathrm{\&theta;}\right)={(4({\mathrm{\&epsiv;}}^2+2\mathrm{t\&epsiv;}-2\mathrm{t\&delta;}){\sin }^4\mathrm{\&theta;}+4t(2\mathrm{\&delta;}-\mathrm{\&epsiv;}){\sin }^2\mathrm{\&theta;}+t^2)}^{\frac{1}{2}}=2D\left(\mathrm{\&theta;}\right)+t$

六、比较计算群速度v_pg(φ_g(θ))与实际测井声波群速度v_Pmi(θ)，若两者匹配进行下面计算；若不匹配重新赋予新的v_P,0和ε重复步骤二至步骤五。

(3)计算水平层理与垂直层理的相速度v_pa(90°）、v_pa(0°）

在本算例中v_pa(90°）=2463m/s、v_pa(0°）=2856m/s

（4）得到压差为零时的声波各向异性指数

在本算例中I_v＝0.87。

3.4、将3.2、3.3中得到的参数带入岩石可钻性各向异性指数预测方程：

$I_{\mathrm{rp}}=e^{{\mathrm{a\&Delta;P}}^2+\mathrm{b\&Delta;P}+c+d(a_1{\mathrm{\&Delta;P}}^2+b_1\mathrm{\&Delta;P}+c_1+I_v)}$

合并同类项后，得：

$I_{\mathrm{rp}}=e^{{\mathrm{A\&Delta;P}}^2+\mathrm{B\&Delta;P}+C+{\mathrm{DI}}_v}$

其中：

A＝a+da₁

B＝b+db₁

C＝c+dc₁

D＝d

在本例中，利用声波测井资料和实验数据，回归出岩石可钻性各向异性指数预测方程中模型参数为：A＝0.0083,B＝0.015,C＝0.97,D＝1.83。

图6为本发明实施例的一种岩石可钻性各向异性的评价系统的结构示意图。如图7所示，该系统600包括：

声波测量系统610，用于分别测定岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的声学参数；

岩石可钻性测量系统620，用于分别测定所述的岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的可钻性数据；

可钻性模型建立装置630，用于根据所述的声学参数和所述的可钻性数据，建立不同井底压差下所述的岩石样品的可钻性各向异性模型；

各向异性指数计算装置640，用于根据所述的可钻性各向异性模型，获得所述的岩石样品在不同井底压差下的可钻性各向异性指数。

如图7所示，可选地，所述可钻性模型建立装置630可以包括：

第一预测方程建立单元631，用于计算不同井底压差条件下的岩石可钻性各向异性指数I_rp和声波速度各项异性指数I_vp；通过多元非线性回归分析，建立岩石可钻性各向异性指数预测方程：I_rp＝f(I_vp，ΔP)，其中，△P为井底压差；

第二预测方程建立单元632，用于对声波数据进行多元回归，得到不同井底压差下声波各向异性指数的预测方程：I_vp＝f(I_v,ΔP)；其中，I_vp为不同井底压差下声波速度各向异性指数；I_v为井底压差为零时声波速度各向异性指数；

第三预测方程建立单元633，用于根据测斜资料和声波测井资料反演出井底压差为零时声波速度各向异性指数I_v；

岩石可钻性的各向异性模型建立单元634，用于将所述不同井底压差下声波各向异性指数的预测方程、以及所述井底压差为零时声波速度各向异性指数I_v代入所述岩石可钻性各向异性指数预测方程，得到岩石可钻性的各向异性模型：I_rp＝f(I_v,△P)。

可选地，所述声学参数包括：不同井底压差下垂直方向纵波时差T_vp，以及不同井底压差下水平方向纵波时差T_hp；所述可钻性数据包括：不同井底压差下岩石垂直方向钻速V_vp，以及不同井底压差下岩石水平方向钻速V_hp；

再如图8所示，所述第一预测方程建立单元631可以包括：

声波速度计算模块710，用于计算岩石两个方向上的声波速度，所述岩石两个方向上的声波速度分别满足如下关系式： $V_{\mathrm{svp}}=\frac{l}{T_{\mathrm{vp}}-T_o}\&times;1000,$ $V_{\mathrm{shp}}=\frac{l}{T_{\mathrm{hp}}-T_o}\&times;1000;$ 其中，T_o为声波探头系统误差；V_svp为不同井底压差下垂直方向上的声波速度；l为岩芯的长度；T_vp为不同井底压差下垂直方向上的声波时差；V_shp为不同井底压差下水平方向上的声波速度；T_hp为不同井底压差下水平方向上的声波时差；

声波速度各向异性指数计算模块720，用于计算不同井底压差条件下的声波速度各向异性指数I_vp，所述I_vp满足如下关系式：

可钻性的各向异性指数计算模块730，用于计算不同井底压差条件下的可钻性的各向异性指数I_rp，所述I_rp满足如下关系式：

可钻性各向异性指数预测方程建立模块740，用于通过多元非线性回归分析，建立岩石可钻性各向异性指数预测方程：其中，△P为井底压差。

本发明系统实施例的工作过方法及过程已在前述方法实施例中详述，故在此不再赘述。

本发明实施例的上述方案的优点在于：

本发明实施例中计算不同井底压差下的岩石可钻性各向异性指数，为揭示井眼轨迹偏斜机理、进行实钻井眼轨迹预测及控制计算提供关键参数。

以上所述仅为本发明的优选实例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种岩石可钻性各向异性的评价方法，其特征在于，所述的方法包括：

分别测定岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的声学参数；

分别测定所述岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的可钻性数据；

根据所述声学参数和所述可钻性数据，建立不同井底压差下所述岩石样品的可钻性各向异性模型；

根据所述可钻性各向异性模型，获得所述岩石样品在不同井底压差下的可钻性各向异性指数；

所述的根据所述的声学参数和所述的可钻性数据，建立不同井底压差下所述的岩石样品的可钻性各向异性模型，包括：

计算不同井底压差条件下的岩石可钻性各向异性指数I_rp和声波速度各项异性指数I_vp；通过多元非线性回归分析，建立岩石可钻性各向异性指数预测方程：I_rp＝f(I_vp，△P)，其中，△P为井底压差；

对声波数据进行多元回归，得到不同井底压差下声波各向异性指数的预测方程：I_vp＝f(I_v,△P)；其中，I_vp为不同井底压差下声波速度各向异性指数；I_v为井底压差为零时声波速度各向异性指数；

根据测斜资料和声波测井资料反演出井底压差为零时声波速度各向异性指数I_v；

将所述不同井底压差下声波各向异性指数的预测方程、以及所述井底压差为零时声波速度各向异性指数I_v代入所述岩石可钻性各向异性指数预测方程，得到岩石可钻性的各向异性模型：I_rp＝f(I_v,△P)。

2.根据权利要求1所述的岩石可钻性各向异性的评价方法，其特征在于，在所述的分别测定岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的声学参数步骤之前，所述的方法还包括：

在整块岩石上按照垂直层理和水平层理两个方向分别取出岩芯；

将所述岩芯的两个断面打磨平，并进行烘烤；

对烘烤后的岩芯进行饱和处理，得到所述的岩石样品。

3.根据权利要求1或2所述的岩石可钻性各向异性的评价方法，其特征在于，所述分别测定岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的声学参数包括：

利用声波测量系统分别测定岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的声学参数。

4.根据权利要求1所述的岩石可钻性各向异性的评价方法，其特征在于，所述分别测定所述岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的可钻性数据包括：

利用岩石可钻性测量系统分别测定所述岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的可钻性数据。

5.一种岩石可钻性各向异性的评价系统，其特征在于，所述的系统包括：

声波测量系统，用于分别测定岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的声学参数；

岩石可钻性测量系统，用于分别测定所述的岩石样品在不同井底压差下垂直层理和水平层理的可钻性数据；

可钻性模型建立装置，用于根据所述的声学参数和所述的可钻性数据，建立不同井底压差下所述的岩石样品的可钻性各向异性模型；

各向异性指数计算装置，用于根据所述的可钻性各向异性模型，获得所述的岩石样品在不同井底压差下的可钻性各向异性指数；

所述可钻性模型建立装置包括：

第一预测方程建立单元，用于计算不同井底压差条件下的岩石可钻性各向异性指数I_rp和声波速度各项异性指数I_vp；通过多元非线性回归分析，建立岩石可钻性各向异性指数预测方程：I_rp＝f(I_vp，△P)，其中，△P为井底压差；

第二预测方程建立单元，用于对声波数据进行多元回归，得到不同井底压差下声波各向异性指数的预测方程：I_vp＝f(I_v,△P)；其中，I_vp为不同井底压差下声波速度各向异性指数；I_v为井底压差为零时声波速度各向异性指数；

第三预测方程建立单元，用于根据测斜资料和声波测井资料反演出井底压差为零时声波速度各向异性指数I_v；

岩石可钻性的各向异性模型建立单元，用于将所述不同井底压差下声波各向异性指数的预测方程、以及所述井底压差为零时声波速度各向异性指数I_v代入所述岩石可钻性各向异性指数预测方程，得到岩石可钻性的各向异性模型：I_rp＝f(I_v,△P)。

6.根据权利要求5所述的系统，其特征在于，所述声学参数包括：不同井底压差下垂直方向纵波时差T_vp，以及不同井底压差下水平方向纵波时差T_hp；所述可钻性数据包括：不同井底压差下岩石垂直方向钻速V_vp，以及不同井底压差下岩石水平方向钻速V_hp；

所述第一预测方程建立单元包括：

声波速度计算模块，用于计算岩石两个方向上的声波速度，所述岩石两个方向上的声波速度分别满足如下关系式： $V_{\mathrm{svp}}=\frac{l}{T_{\mathrm{vp}}-T_o}\&times;1000,V_{\mathrm{shp}}=\frac{l}{T_{\mathrm{hp}}-T_o}\&times;1000;$ 其中，T_o为声波探头系统误差；V_svp为不同井底压差下垂直方向上的声波速度；l为岩芯的长度；T_vp为不同井底压差下垂直方向上的声波时差；V_shp为不同井底压差下水平方向上的声波速度；T_hp为不同井底压差下水平方向上的声波时差；

声波速度各向异性指数计算模块，用于计算不同井底压差条件下的声波速度各向异性指数I_vp，所述I_vp满足如下关系式：

可钻性的各向异性指数计算模块，用于计算不同井底压差条件下的可钻性的各向异性指数I_rp，所述I_rp满足如下关系式：

可钻性各向异性指数预测方程建立模块，用于通过多元非线性回归分析，建立岩石可钻性各向异性指数预测方程：其中，△P为井底压差，a，b，c，d为常数，V_vp为不同井底压差下岩石垂直方向钻速，V_hp为不同井底压差下岩石水平方向钻速。